Часть 2
Надежность, ценовые пики и инвестиции
Глава 2-1 Политика обеспечения надежности и инвестиции
Глава 2-2 Ценовые пики и возмещение постоянных затрат
Глава 2-3 Надежность и генерирующие мощности
Глава 2-4 Ограничение ценовых пиков
Глава 2-5 Ценообразование на основе ущерба от отключения нагрузки
Глава 2-6 Ценообразование на основе требований к величине оперативных резервов
Глава 2-7 Динамика рынка и функция прибыли
Глава 2-8 Требования к величине установленной мощности
Глава 2-9 Конкуренция между энергосистемами в области обеспечения надежности
Глава 2-10 Нерешенные проблемы надежности, ценовых пиков и инвестиций
Глава 2-1
Политика обеспечения надежности и инвестиции
Если в результате последовательного построения одной теории на основе другой получаемые выводы не поддаются пониманию, по-видимому, наступило время проанализировать основы всей логической структуры и проверить, насколько факты подтверждают выводы.
Чарльз Протеус Стейнмет
Профессиональное обучение инженеров-электриков 1902 г
Надежность, ценовые пики и инвестиции определяются политикой регулирования.
Поскольку политика регулирования затрагивает структур) рынка, а не его архитектуру, ее слишком часто упускали из вида и обсуждали в основном вопросы «узловых цен», «двусторонней торговли» или правила рынка. Это привело к хаотической ценовой политике и кризису на рынках электроэнергии Запада США. Оставив пока в стороне два ключевых вопроса — рыночную силу и сетевые ограничения, посвятим часть 2 целиком изучению структурного «ядра» современного рынка электроэнергии и рас смотрим основные варианты структурной политики и возможные последствия их использования. Для этого нам придется подробнее изучить влияние используемых инструментов структурной политики на надежность работы энергетических систем, ценовые пики и инвестиции — важнейшие индикаторы успешного функционирования рынка. В обобщенном виде взаимосвязи между ними показаны на рис. 2-1.1.
Ключевыми элементами структуры любого рынка, образующими его структурное «ядро», являются характеристики предложения и спроса. К сожалению, на рынке электроэнергии эти характеристики необычайно сложны. Так, поскольку выработанная электроэнергия не может храниться на складе, важнейшее значение имеют характеристики ее производства в реальном времени. К сложностям, возникающим в связи с такой особенностью рынка электроэнергии со стороны предложения, добавляются проблемы, связанные с двумя органическими недостатками этого рынка со стороны спроса. Поэтому рынок не может работать удовлетворительным образом сам по себе. Для надежного функционирования энергосистемы дополнительно необходимо регулировать спрос на некоторый пакет услуг, включающий выработку балансирующей электроэнергии в реальном времени, предоставление оперативных резервов и поддержание величины установленной мощности в системе, причем этот спрос должен быть подкреплен соответствующей политикой регулирования цен. Без разработки политики обеспечения надежности, определяющей спрос на такие услуги, инвестиции в генерирующие мощности будут ниже требуемой величины из-за органических недостатков рынка со стороны спроса.
Рис. 2-1.1 Основные структурные элементы рынка электроэнергии, которые определяют надежность, ценовые пики и инвестиции
Политика обеспечения надежности касается той части структурного ядра рынка, выбор которой можно осуществить непосредственно в процессе проектирования рынка. Влияние органических недостатков рынка со стороны спроса также можно ослабить, проводя соответствующую политику, однако диктуемые этой политикой изменения в рынке потребуют больше времени на их реализацию.
Если бы не было органических недостатков рынка со стороны спроса и проблем надежности, то представленную на рис. 2-1.1 схему можно было отнести к обычному рынку, на котором сторона спроса взаимодействует со стороной предложения и формируются рыночные цены. Цены влияют на величину новых инвестиций, которые, в свою очередь, определяют условия предложения электроэнергии и надежность работы энергосистемы. После того как влияние органических недостатков рынка со стороны спроса будет ослаблено, инструменты краткосрочной политики обеспечения надежности уже не будут иметь такое важное значение в создании стимулов для долгосрочных инвестиций в генерирующие мощности, какое они имеют в настоящее время. Появление ценовых пиков на рынке будет сдерживаться за счет эластичности спроса, и работа рынков электроэнергии нормализуется. В гл. 2-4 рассматриваются необходимые условия, при которых это станет возможным.
Краткое содержание главы 2-1.
Высокие цены на электроэнергию в пиковый период, а также вводимая на некоторых рынках плата за установленную мощность создают необходимые стимулы для инвестиций в генерирующие мощности, требуемые для обеспечения надежности. Продолжительность ценовых пиков приблизительно можно оценить с помощью эмпирических правил, используемых в инженерной практике, однако ни эти правила, ни рынок не позволят определить высоту ценовых пиков. Высота ценовых пиков часто определяется непрозрачными решениями регулирующих органов, устанавливающих верхний предельный уровень цен, которым должен руководствоваться системный оператор при определении цен на электроэнергию, покупаемую у производителей в условиях недостатка оперативных резервов. Таким образом, ни один из факторов, определяющих инвестиции,— ни продолжительность ценовых пиков, ни их высота — не являются результатом действия чисто рыночных сил.
Существует много вариантов политики регулирования рынка, которые могут обеспечить привлечение адекватных объемов инвестиций. Однако при выборе предпочтительного варианта следует избегать вариантов с чрезвычайно высокими кратковременными ценовыми пиками, которые ведут к нежелательным побочным эффектам. Такие ценовые пики увеличивают инвестиционные и политические риски, а также риск использования рыночной силы. Правильно выбранные механизмы регулирования рынка могут сгладить эти и другие побочные эффекты, обеспечивая при этом необходимый уровень инвестиций.
2-1.1 Почему необходимо регулирование цен?
Второй органический недостаток рынка со стороны спроса позволяет потребителям не заключать долгосрочных контрактов и покупать электроэнергию у системного оператора в реальном времени. Поскольку системный оператор продает ее по той же цене, по которой он ее купил, потребителям никогда не придется платить больше установленной предельной цены, которой должен руководствоваться системный оператор. Следовательно, покупатели не станут платить больше этой цены ни на каком рынке. Если бы системные операторы не проводили политику оплаты электроэнергии, производимой генерирующими компаниями, по повышенным ценам в течение достаточного числа часов в год, то компании не смогли бы возмещать свои постоянные затраты и прекратили бы инвестиции. Таким образом, оплата производителей электроэнергии по чисто рыночным ценам привела бы к недофинансированию строительства новых генерирующих мощностей, и надежность электроснабжения снизилась бы. Поэтому системные операторы намеренно проводят специальную политику формирования цен, и именно от нее зависит высота и продолжительность ценовых пиков.
2-1.2 Функция прибыли.
От проводимой политики регулирования рынка зависит рыночная цена, формируемая при недостатке генерирующей мощности, когда спрос, включая регулируемый спрос на оперативные резервы, превышает полную рабочую мощность генерации. Образующиеся в этой ситуации ценовые пики определяют краткосрочную прибыль генерирующих компаний, а прогнозные оценки этой прибыли стимулируют инвестиции в генерирующие мощности. Инвестиции приводят к росту установленной мощности (ICар), что в итоге обеспечивает снижение как цен, так и прибыли. Этот контур обратной связи (показанный на рис. 2-1.1), управляемый с помощью инструментов политики обеспечения надежности, определяет равновесный уровень ICар и тем самым балансовую (долгосрочную) надежность.
Функция прибыли содержит всю информацию, необходимую для определения равновесного уровня ICар. В этой функции учитывается проводимая политика регулирования рынка, и данная функция отражает зависимость ожидаемой краткосрочной прибыли (например, пиковых электростанций) от величины ICар. Равновесный уровень ICар соответствует той точке кривой функции прибыли, в которой краткосрочная прибыль в точности покрывает постоянные затраты пиковых электростанций. Функция краткосрочной прибыли, рассчитанная на основе данных о ценах на электроэнергию и ценах (плате) на установленную мощность, показывает, какую величину ICар и уровень надежности обеспечивает тот или иной вариант регулятивных решений по обеспечению надежности.
2-1.3 Побочные эффекты политики обеспечения надежности.
Одни и те же оптимальные величины ICар и уровень надежности можно обеспечить с помощью различных вариантов политики обеспечения надежности, однако побочные эффекты, возникающие при реализации той или иной политики, будут зависеть от крутизны функции прибыли. Функция прибыли с большей крутизной увеличивает риски и способствует использованию рыночной силы. Выбирая регулятивные решения, дающие невысокие и продолжительные ценовые пики, можно получить более пологую кривую функции прибыли.
2-1.4 Конкуренция между системными операторами.
Конкуренция между системными операторами1 часто используется в качестве аргумента против возможности проведения политики низких ценовых пиков. Любой системный оператор, в зоне ответственности которого устанавливается низкий предельный уровень цен на электроэнергию и резервы, рискует попасть в ситуацию, когда в критические моменты расположенные на его территории оперативные резервы будут раскуплены соседними системными операторами. Межрегиональная координация ценовой политики помогает избежать такой конкуренции и ее негативных побочных эффектов.
2-1.5 Влияние ценовых ограничений на сторону спроса.
Идеальным решением проблемы инвестиций и надежности была бы достаточно высокая эластичность спроса, при которой равновесная цена рынка всегда была бы значительно ниже величины ущерба от отключения нагрузки (недопоставки электроэнергии). Высокий предельный уровень цен способствует повышению эластичности спроса, но получаемый при этом положительный эффект нужно сопоставлять с отрицательным эффектом, связанным с повышением рисков и возможностей использования рыночной силы при установлении таких предельных уровней. Лучшим решением в этой ситуации было бы формирование различных цен для поставщиков и для потребителей в периоды ценовых пиков.
1 При наличии в одном энергообъединении нескольких отдельных рынков электроэнергии с независимыми системными операторами. — Примеч. ред.
2-1.1 Почему необходимо регулирование цен?
Второй органический недостаток рынка со стороны спроса, связанный с отсутствием у системного оператора средств управления потоком мощности к конкретным потребителям в реальном времени, делает необходимым вмешательство регулирующего органа в установление цен (см. раздел 1-1.5).1
Если бы не этот недостаток, системный оператор мог бы просто в принудительном порядке обеспечивать исполнение контрактов. Вместо этого ему приходится закупать электроэнергию, чтобы обеспечить сбалансированность системы и надежность ее функционирования.
В современных энергосистемах системному оператору приходится играть активную роль. В будущем он, возможно, будет только устанавливать цену, балансирующую спрос и предложение, т. е. уравновешивающую цену рынка. Если это станет возможным, системный оператор, хотя и участвовал бы в процессе установления рыночной цены, его влияние на ценообразование будет полностью исключено, и больше не потребуются его регулирующие воздействия на цены. Даже в настоящее время большую часть года системный оператор выступает именно в такой пассивной роли.
Из-за первого органического недостатка стороны спроса (отсутствия приборов коммерческого учета и возможности выставления счетов потребителям электроэнергии по ценам реального времени) спрос столь мало чувствителен к изменению цен, что системный оператор не всегда может даже сбалансировать рынок. Если величина установленной мощности оптимальна или ниже оптимального уровня, то неизбежны периоды, когда спрос превышает предложение и часть нагрузки приходится отключать. По оценке Североамериканского совета по надежности NERC такие периоды (при оптимальной величине установленной мощности) будут в сумме составлять около суток (т. е. 24 ч) на каждые 10 лет. В эти периоды никакая цена не может сбалансировать рынок.
В принципе системный оператор мог бы и в ситуации разбалансированного рынка продолжать оплачивать электроэнергию по ценам, устанавливаемым на уровне самых высоких номинальных маржинальных затрат (маржинальных затрат слева) любого генерирующего агрегата2.
Это также было бы регулятивным вмешательством в процесс рыночного ценообразования, но совсем незначительным. Тем не менее, при этом минимальном вмешательстве в работу рынка объем инвестиций существенно бы снизился3. Ведь в условиях сбалансированного рынка, когда предложение превышает спрос, равновесная цена конкурентного рынка формируется на уровне фактических маржинальных затрат на производство электроэнергии, не превышающих обычно 200 долл./МВт-ч.4 Но чтобы при такой относительно низкой цене можно было обеспечить инвестиции в новые пиковые генерирующие мощности, спрос должен превышать предложение (приводя к отключению части нагрузки) более 200 ч в год, а не 2,4 ч, которые NERC считает оптимальной величиной.
Заблуждение 2-4.1 «Рынок» обеспечит достаточную надежность
Современные рынки электроэнергии, даже при своих органических недостатках со стороны спроса и очень низкой эластичности спроса, могут обеспечить достаточные стимулы для инвестиций и приемлемый уровень надежности, если регулирующие органы и проектировщики рынка будут воздерживаться от установления или ограничения рыночных цен.
Минимальное регулятивное вмешательство в процесс формирования цены, которое может обеспечить приемлемый уровень надежности, возможно при использовании метода ценообразования на основе ущерба от отключения нагрузки (ценообразование на основе VOLL5). Такой метод ценообразования был исследован и применен в австралийском национальном рынке электроэнергии (NECA, 1999b). При использовании данного метода системный оператор должен покупать электроэнергию от имени потребителей, когда спрос превышает предложение, а потребители должны платить за электроэнергию цену, равную VLL (т. е. равную ценности дополнительного приращения потребления электроэнергии) всякий раз, когда происходит частичное отключение нагрузки.
1 См. также работы (Ruff, 1999, 28) и (FERC, 2001b, 4).
2 Т. е. по цене, которая была установлена непосредственно перед моментом разбалансирования рынка. — Примеч. ред.
3 Причина негативного влияния на инвестиции заключается в недостаточности уровня цен, устанавливаемого в результате такого регулятивного вмешательства системного оператора в ситуации, когда рынок невозможно сбалансировать. — Примеч. ред.
4 Кто-то, возможно, будет оспаривать справедливость данного тезиса о недостаточном уровне цен на том основании, что маржинальные затраты, приходящиеся на несколько последних процентов выработки электроэнергии, быстро достигают крайне высоких значений из-за повышенного износа и риска серьезного повреждения оборудования при его работе в перегрузочном диапазоне. Такое мнение в принципе имеет право на существование, однако оно не решает обсуждаемой проблемы. Маржинальные затраты не могут служить ориентиром для установления рыночной равновесной цены в условиях, когда спрос превышает предложение. Маржинальные затраты в этих условиях не поддаются проверке, и, даже если бы их можно было проверить, в момент непосредственно перед разбалансированием рынка эти затраты быстро растут, превышая величину ущерба от отключения нагрузки (недопоставки электроэнергии). Если бы цена формировалась на уровне маржинальных затрат в момент, предшествующий разбалансированию рынка, потребителям пришлось бы платить за электроэнергию по цене, превышающей ее ценность, что в итоге стимулировало бы избыточные инвестиции в генерирующие мощности. В гл. 2-4 также рассматривается и другой вариант решения проблемы ценообразования на несбалансированном рынке — использование для формирования цен самых высоких ценовых заявок со стороны спроса. Хотя этот вариант применяется на некоторых наиболее развитых рынках, он также не подходит для решения данной проблемы.
5 От английского выражения value of lost load — ущерб от отключения нагрузки (ценность недопоставленной электроэнергии для потребителей).— Примеч. ред.
Это вполне разумное решение, и, если не учитывать риски и рыночную силу, оно обеспечивает оптимальный результат в условиях существования первого органического недостатка рынка электроэнергии со стороны спроса1. Это решение стимулирует ввод оптимальной величины установленной мощности, при которой сумма затрат на ввод этой мощности и ущерба от отключения нагрузки будет минимальной.
Для применения метода ценообразования на основе VOLL регулирующий орган должен задать величину VLL, поскольку ее нельзя определить с помощью рыночных механизмов. Эта величина будет определять высоту агрегированного ценового пика, а регулятивное решение устанавливать цену рынка на уровне V тогда и только тогда, когда происходит сброс нагрузки в системе (принудительная разгрузка потребителей), окажет влияние на продолжительность ценового пика.2 Австралийцы рассчитали, что величина V должна составлять около 16000 долл., но на своем рынке установили предельное значение цен только на уровне около 10000 долл. Высота и среднегодовая продолжительность ценовых пиков при использовании метода ценообразования на основе VOLL определяются регулятивными решениями, а не действием каких-либо рыночных механизмов.
В США системные операторы придерживаются другого подхода. В соответствии с правилами Совета по надежности NERC они устанавливают требования к величине оперативного резерва, охватывающие все потребности в регулировочном, вращающемся и невращающемся резерве, которые вместе составляют примерно 10% суммарной нагрузки. В рамках этого подхода достаточным основанием для оплаты владельцам генерирующих мощностей по высокой цене считается недостаток оперативного резерва, а не сброс нагрузки. В результате высокие цены устанавливаются всякий раз, когда спрос начинает превышать 90% общей рабочей мощности генерирующих агрегатов в системе, что происходит гораздо чаще, чем сброс нагрузки. Благодаря такой политике обеспечения надежности в США продолжительность ценовых пиков гораздо больше.
Определение высоты ценовых пиков на электроэнергию — более сложная задача, поскольку системные операторы конкурируют между собой за резервы генерирующей мощности. Если один из операторов готов предложить владельцам генерирующих мощностей более высокую цену, он может купить резервы в зоне диспетчерской ответственности соседнего системного оператора, что заставит последнего также увеличить цену на покупку резерва. Подробнее эта проблема рассматривается в разд. 2-1.4, а пока же ограничимся более простым случаем единственного изолированного рынка, на котором проще всего рассмотреть особенности регулятивного вмешательства в процесс ценообразования для обеспечения надежности.
В соответствии с инженерным подходом требования к величине оперативных резервов рассматриваются как неприкосновенные, а вместо назначения максимального предельного уровня цены для обеспечения выполнения этих требований, предлагается «платить, сколько необходимо». До появления рынка электроэнергии такой традиционный подход не создавал особых проблем, но, когда цены на рынке начинают достигать нескольких тысяч долларов за 1 МВт-ч, системным операторам приходится пересматривать свою политику обеспечения резервов.
Поэтому неслучайно, что все четыре независимых системных оператора, созданные в США, обратились к FERC с просьбой утвердить «предельные уровни цен». Часто (и более точно) их называют «предельными уровнями цены на покупку». На самом деле это просто верхние границы цены, по которой системные операторы будут покупать электроэнергию, чтобы обеспечить выполнение требований к величине оперативных резервов. Это не «предельные уровни цен» или «инструменты контроля уровня цен» в общепринятом смысле, которые применяются на других рынках. Они не запрещают одной частной компании запросить у другой частной компании цену, превышающую установленный предельный уровень цен (Р).
1 Результат оптимален при условии корректного установления значения VOLL. Хотя значение VOLL очень сложно рассчитать, в разделе 2-5.4 показано, что неточность расчета не сильно влияет на эффективность рынка, а более точного способа определения оптимального уровня надежности не существует.
Существенное различие подходов к определению ценовых пиков в Австралии и в Соединенных Штатах состоит не в том, что в США ценовые пики ниже и имеют большую продолжительность. Главное то, что в Австралии ценовые пики были сконструированы намеренно, исходя из оценки затрат на обеспечение такой величины установленной мощности, которая необходима для нужного уровня надежности (от трех до пяти часов отключения нагрузки в год). В Соединенных Штатах ничего подобного сделано не было. Фактически продолжительность ценовых пиков в США определяется краткосрочными инженерными соображениями, тогда как высота пиков, как правило, устанавливается регулятивными решениями, принимаемыми в основном в целях ограничения рыночной силы
Эти уровни цен установлены для системных операторов, имеющих статус бесприбыльных организаций и поэтому получающих с потребителей только ту оплату за электроэнергию, которая соответствует стоимости ее покупки самими операторами, причем цена покупаемой электроэнергии не может превышать установленный верхний предел. В силу второго органического недостатка рынка со стороны спроса покупатель не будет приобретать электроэнергию по цене, превышающей установленный предельный уровень, поскольку у него есть возможность забирать электроэнергию из сети в реальном времени без предварительного контракта с производителями.
Утверждение о предельном уровне цен
Утверждение 2-4.6 Предельный уровень цен на рынке реального времени фактически ограничивает уровень цен на всех рынках электроэнергии
Покупая электроэнергию по цене, не превышающей Рсар, системный оператор не продает ее по цене выше этого уровня. В силу второго органического недостатка рынка со стороны спроса покупатели системного оператора (обычно это энергоснабжающие организации) всегда имеют возможность купить электроэнергию в реальном времени по цене Р или меньшей. Следовательно, они никогда не станут платить за электроэнергию более высокие цены ни на одном из форвардных рынков, и поэтому величина Рсар фактически является верхним предельным уровнем цен на электроэнергию на этих рынках.
Что должен делать регулирующий орган?
Чтобы обеспечить возмещение постоянных затрат производителей электроэнергии, цены должны время от времени резко подниматься, иначе не будет притока новых инвестиций. Самый высокий рост цен должен происходить в момент сброса нагрузки, но даже в этом случае системный оператор не должен платить за электроэнергию больше ценности недопоставленной электроэнергии для потребителей. Теоретики рассчитали, что эта пиковая цена находится в диапазоне 1000—100000 долл. за 1 МВт-ч. Рынок, однако, не дает ответа на вопрос о цене электроэнергии в момент сброса нагрузки. Регулирующие органы в Австралии установили предельное значение цены около 10000 долл., что определяет величину инвестиций в генерирующие мощности.
В США регулирующие органы, стремясь снизить волатильность рыночных цен, придерживаются политики более низких предельных уровней цен, при которой оплата электроэнергии производится по предельной цене, когда резервы мощности становятся низкими, но еще не происходит сброс нагрузки. В США исторически сложилось, что долгосрочные инвестиционные стимулы определяются политикой, проводимой двумя регулирующими органами — комиссией FERC, устанавливающей предельный уровень цен, и Советом по надежности NERC, определяющим требования к величине оперативных резервов.
Когда потребители станут в полной мере реагировать на изменение рыночных цен на электроэнергию, ценовые пики, учитывающие фактор эластичности, будут более точно определять величину необходимых инвестиций. Пики станут невысокими и широкими по форме, а рынок — более стабильным. Политика регулирования рынка должна стремиться к имитации поведения рыночных цен именно на таком будущем конкурентном рынке с эластичным спросом, а не копировать колебания цен на существующем рынке, спрос на котором все еще на 98% неэластичен.
Хотя существуют обоснованные инженерные расчеты требуемой величины оперативного резерва, они не пригодны для определения цен. В частности, из этих расчетов не следует, что в условиях недостатка требуемого оперативного резерва цена должна составлять 2000 долл./МВт-ч или какую-то иную величину. Цена на «внерыночные» покупки всегда устанавливается с помощью некоторых регулятивных, нерыночных механизмов, какова бы ни была степень их регламентации.
Следовательно, предельные уровни цены, по которой системный оператор оплачивает электроэнергию, не могут определяться рынком. Они устанавливаются в результате сложных процессов принятия решений регулирующими органами и иногда самими системными операторами. В любом случае высокие цены, которые приходится платить за резервы, через механизм арбитража определяют цены на других рынках (см. разделы 1-8.3 и 2-4.5). Таким образом, политика системного оператора задает высоту ценовых пиков на всех субрынках, входящих в состав рынка электроэнергии. При этом неважно, стимулируется ли инвестиционный процесс путем ценовых пиков на рынке электроэнергии или путем установления регулирующим органом требований к величине установленной мощности (ICap), в любом случае для притока инвестиций определяющее значение имеют решения регулирующих органов. Поэтому бессмысленно говорить, какой из двух упомянутых способов стимулирования инвестиций (ценовые пики или установление требований к величине ICap) является «более рыночным».
Утверждение об определении ценовых пиков политикой регулирования рынка
Утверждение 2-4.4 Политика обеспечения надежности определяет высоту и продолжительность ценовых пиков
В силу второго органического недостатка рынка со стороны спроса цены на всех рынках никогда не будут выше предельного уровня цен на покупку электроэнергии системным оператором. Следовательно, этот предельный уровень цен, устанавливаемый регулирующим органом, определяет высоту ценовых пиков. Средняя годовая продолжительность пиков определяется регулятивным решением о применении предельного уровня цен в увязке с требованиями к величине оперативного резерва. на рынке электроэнергии. Иначе говоря, решения Совета по надежности NERC определяют продолжительность ценовых пиков, а решения комиссии FERC — их высоту. Однако критерии NERC, относящиеся к балансовой надежности и оперативным резервам в различных регионах США, не учитывают фактор затрат (Felder, 2001), a FERC не принимает во внимание ограничения на величину оперативных резервов при установлении предельных уровней цен на электроэнергию. Кроме того, требования к величине установленной мощности на рынке часто вводятся без согласования с политикой регулирующих органов в отношении ценовых пиков. Итак, можно сказать, что в Австралии принят более продуманный подход к регулированию предельных уровней цен на электроэнергию, чем в США.
2-1.2 Функция прибыли
Прибыль влияет на инвестиции, необходимые для достижения рыночного равновесия (рис. 2-1.1). Достижение долгосрочного равновесия на рынке электроэнергии обеспечивается через контур обратной связи «рынок — цены — инвестиции — установленная мощность — рынок» (рис. 2-1.2)1. При высоких ценах создаются сильные стимулы для инвестиций, и происходит рост величины установленной мощности (ICap).
При увеличении ICap цены на электроэнергию будут уменьшаться.
Система находится в равновесии, если величина ICap при сложившихся внешних факторах приводит к формированию цен на таком уровне, который обеспечивает получение прибыли в размере, необходимом для покрытия постоянных затрат на установленную мощность генерирующих компаний.
Цены на электроэнергию и мощность обеспечивают генерирующим компаниям получение необходимой прибыли и этим способствуют установлению равновесной величины ICap. Поскольку цены на электроэнергию и мощность определяются разными регулятивными решениями, для обеспечения оптимальной величины ICap эти решения должны быть согласованы между собой. Промежуточной целью при принятии данных решений является обеспечение необходимого уровня прибыли при оптимальной величине установленной мощности, и для этого важно учитывать совместное влияние на прибыль цен на электроэнергию и мощность. Анализ совместного влияния на прибыль данных цен можно проводить с помощью функций прибыли, построенных для каждого из этих регулятивных решений в отдельности, с последующим суммированием полученных функций.
Утверждение 2-8.1 Инвестиции зависят как от цен на электроэнергию, так и от цен на установленную мощность
Величина инвестиций зависит от ожидаемой краткосрочной прибыли, которая, в свою очередь, определяется ценами на электроэнергию и (при установлении регулирующим органом требований к величине установленной мощности) ценами на мощность. Регулятивные решения, определяющие эти цены, требуют согласования.
Рис. 2-1.2 Достижение долгосрочного равновесия на рынке электроэнергии обеспечивается через контур обратной связи «рынок—цены—инвестиции—установленная мощность—рынок»
Рис. 2-1.3 Функция прибыли пиковой электростанции от продажи электроэнергии в зависимости от величины установленной мощности в энергосистеме
Рис. 2-1.4 функция прибыли от продажи мощности в зависимости от величины установленной мощности в энергосистеме
Функция прибыли представляет ожидаемую прибыль как функцию величины ICap. Низкая величина ICap приводит к дефициту электроэнергии и высоким ценам на нее, что обеспечивает высокий уровень прибыли. Когда ICap достигает большой величины, дефицит электроэнергии возникает не часто, а цены редко бывают высокими. Это приводит к низкой величине ожидаемой годовой прибыли. На некотором промежуточном уровне ожидаемые цены становятся как раз достаточными для того, чтобы обеспечить генерирующим компаниям уровень прибыли, необходимый для покрытия постоянных затрат новой пиковой электростанции — около 6 долл./МВт-ч1. Эта равновесная величина ICap на рис. 2-1.3 и 2-1.4 обозначена К.
1 Если предельный уровень цен не будет установлен, а спрос на электроэнергию будет слишком неэластичным, равновесие может не существовать.
На рис. 2-1.3 представлена функция прибыли пиковой электростанции от продажи электроэнергии в зависимости от величины установленной мощности в энергосистеме. Как только величина ICap опускается ниже равновесного уровня, прибыль быстро увеличивается, а когда величина ICap поднимается выше равновесного уровня, дефицит мощности возникает редко и прибыль быстро падает до нуля. На большинстве рынков снижение прибыли до нуля происходит значительно быстрее, чем показано на рис. 2-1.3. Точная форма этой кривой зависит от проводимой политики обеспечения надежности, степени неравномерности потребления электроэнергии во времени, частоты отключений и эластичности спроса на электроэнергию. Здесь для нас важно, что эта кривая зависит от политики регулирования рынка и что ее можно построить.
1См. гл. 1-3, где дано объяснение единиц измерения. Перевод долл./МВт-ч в долл./кВт-год осуществляется умножением на 8760/1000.
Функция прибыли при введении требований к величине установленной мощности представляется совершенно другой кривой (рис. 2-1.4). Когда величина ICap ниже требуемого уровня, прибыль от ICap для всех электростанций определяется штрафными санкциями, применяемыми к потребителям за невыполнение требований по величине ICap, а когда эта величина выше требуемого уровня, прибыль равна нулю1 (для учета фактора рыночной силы потребуется небольшая коррекция этой кривой). Суммирование прибыли, получаемой генерирующими компаниями на рынке электроэнергии и на рынке мощности, дает возможность построить функцию полной прибыли, с помощью которой можно определить равновесную величину ICap.
Полученная таким образом равновесная величина ICap (Ке) не всегда будет оптимальной величиной. Для получения оптимального результата может потребоваться корректировка регулятивных решений с тем, чтобы получить такую функцию прибыли пиковой электростанции, для которой прибыль, необходимая для покрытия постоянных затрат этой электростанции (примерно 6 долл./МВт-ч), соответствовала бы оптимальной величине ICap. Любая функция прибыли (независимо от ее формы), кривая которой проходит через такую точку, будет стимулировать предложение оптимальной величины ICap. Поэтому существует множество различных «оптимальных» вариантов регулятивных решений. Например, в состав параметров таких решений могут входить: предельные уровни цен на покупку электроэнергии системным оператором при сбросе нагрузки; предельные уровни цен на электроэнергию при нарушении требований к величине оперативного резерва; нормативная величина оперативных резервов; нормативная величина установленной мощности и величина штрафных санкций за невыполнение требований к величине установленной мощности, которую должен купить каждый потребитель.
Утверждение 2-6.1 Оптимальные инвестиции могут быть получены при использовании различных предельных уровней цен
Если системный оператор оплачивает электроэнергию по цене, не выше предельной цены Р, и никогда не платит больше, даже когда величина оперативных резервов опускается ниже установленного уровня, то и низкая величина Р будет достаточна, чтобы обеспечить оптимальную величину установленной мощности. Чем выше нормативная величина оперативных резервов, тем ниже будет оптимальный предельный уровень рыночных цен на электроэнергию. Введение требований к величине установленной мощности может дополнительно снизить оптимальную величину Р.
Заслуживает внимания еще одно средство из «арсенала» регулятивных решений. Прежде всего отметим, что используемое в инженерной практике понятие норматива резерва, которое хорошо работало в условиях регулируемой электроэнергетики, в значительной мере теряет смысл в условиях рынка. Спрос на оперативные резервы, как и спрос на любой товар, описывается кривой спроса с отрицательным наклоном. Поэтому чем меньше величина резерва мощности (в мегаваттах) в системе, тем выше ценность этой резервной мощности. Введение такой функции спроса на оперативный резерв является еще одним возможным регулятивным решением, кроме того, оно дает возможность хотя бы немного повысить эластичность спроса на электроэнергию в условиях рынка.
1 В предположении, что на рынке мощности существует совершенная конкуренция и маржинальные затраты на мощность равны нулю. Последнее справедливо только в том случае, когда величина К может быть полностью покрыта за счет существующих поставщиков, не собирающихся уходить с рынка. — Примеч. ред.
2-1.3 Побочные эффекты политики обеспечения надежности
Существует много регулятивных решений, позволяющих с помощью соответствующей функции прибыли определить оптимальную равновесную величину установленной мощности в системе, но не все они являются одинаково приемлемыми. Главной целью такого регулирования является стимулирование оптимальной средней величины установленной мощности в системе, но это еще не гарантирует хорошую работу рынка электроэнергии.
Если величина ICap имеет оптимальное среднее значение, но подвержена сильным изменениям во времени, негативные эффекты от пониженной надежности работы энергосистемы в периоды низкой величины ICap существенно перекроют позитивные эффекты от повышения надежности ее работы в периоды высокой величины ICap. Любое отклонение величины ICap от оптимального уровня снижает эффективность работы рынка. Поэтому, несмотря на оптимальность средней величины установленной мощности, эти отклонения приводят к потере эффективности.
Кроме того, принимая регулятивные решения, необходимо учесть также два других фактора, не связанных с надежностью, — факторы риска для инвесторов и рыночной силы. Допустим, что величина ICap в течение каждого года была точно равна оптимальному значению, и, следовательно, в системе поддерживался оптимальный уровень надежности. В то же время прибыль, получаемая генерирующими компаниями, не будет постоянной. Рассмотренная выше функция прибыли отражает лишь ожидаемую, или среднюю, величину прибыли. В действительности же размер прибыли может очень сильно изменяться. Увеличение спроса на электроэнергию на 2% влияет на прибыль так же, как уменьшение величины ICap на 2%. Поэтому, если кривая функции прибыли будет очень крутой вблизи точки равновесия, даже небольшое непрогнозируемое увеличение спроса приведет к резкому росту прибыли.
При использовании метода ценообразования на основе ущерба от отключения нагрузки (ценообразование на основе VOLL) обычно исходят из предположения, что продолжительность периода очень высоких пиковых цен (равных V) составляет примерно три часа в год. Однако в отдельные годы из-за необычных погодных условий, аварий на электростанциях или неожиданного роста нагрузки эти чрезвычайно высокие цены, отражающие стоимостную оценку ущерба для потребителей, могут продолжаться в течение 10—20 ч за год. Если величина ICap определена правильно, то прибыль в среднем за несколько лет также будет формироваться на оптимальном уровне. Теоретически это означает, что, например, на каждый год с 18 ч высоких цен должно приходиться пять лет с нулевой прибылью. Вполне возможно, что, скажем, в течение десяти лет производители электроэнергии будут получать нулевую краткосрочную прибыль (т.е. убытки с точки зрения бизнеса). Инвесторы будут считать такой рынок чрезвычайно рискованным и при инвестициях в него будут требовать премию за риск1. Кроме того, учитывая большой срок строительства электростанций, весьма возможно, что, по крайней мере, два года подряд у генерирующих компаний будут высокие прибыли. Такая ситуация, при которой производители электроэнергии получают высокие прибыли, а потребители страдают от высоких цен, может оказаться неприемлемой с политической точки зрения.
При чрезвычайно крутой кривой функции прибыли возникают условия для использования рыночной силы. Изъятие с рынка 2% генерирующей мощности влияет на прибыль так же, как и уменьшение величины ICap на 2%. Поэтому, чем более крутой является кривая функции прибыли, тем больше прибыли от изъятия мощности с рынка получают генерирующие компании. Именно к такому виду функции прибыли приводит методика ценообразования на основе VOLL.
Более пологую (менее крутую) кривую функции прибыли можно получить, принимая регулятивные решения, которые обеспечивают более низкие и продолжительные ценовые пики. Вместо пиковых цен 15 000 долл./МВт-ч общей продолжительностью 4 ч в год можно получить ценовые пики 500 долл./МВт-ч с продолжительностью, составляющей 120 ч в год. Этого можно достичь, если установить предельный уровень цены покупки электроэнергии у генерирующих компаний на уровне 500 долл./МВт-ч и потребовать, чтобы системный оператор использовал этот предельный уровень цены всякий раз, когда в энергосистеме возникает дефицит оперативных резервов (а не тогда, когда действительно придется отключать нагрузку потребителей). Если такие решения не приведут к формированию высоких цен в течение ожидаемых 120 ч в году, нормативная величина оперативного резерва может быть увеличена.
Кроме того, часть постоянных затрат электростанций можно возместить на рынке мощности, установив соответствующие требования (норматив) к величине установленной мощности, которую должны купить потребители, и штрафы за невыполнение этих требований. Если, например, половину постоянных затрат электростанции будут покрывать на рынке мощности, высоту ценовых пиков можно будет снизить вдвое при любой заданной продолжительности периода высоких цен. Некоторые сочетания регулятивных решений для обеспечения надежности приводят к более пологим кривым функции прибыли, тем самым уменьшая риски и рыночную силу производителей электроэнергии. При правильном подборе таких решений не происходит уменьшение равновесной величины установленной мощности. Именно поэтому политика обеспечения надежности (следовательно, и соответствующая ей форма кривой функции прибыли) должна определяться с обязательным учетом ее побочных эффектов — факторов риска для инвесторов и рыночной силы.
1 Эту премию за риск может снизить наличие долгосрочных контрактов между владельцами новых генерирующих мощностей и потребителями, но пока практика таких контрактов показывает, что в большинстве случаев их длительность составляет всего 2—3 года, а равновесный уровень покрытия контрактов до сих пор неизвестен.
Утверждение 2-6.4 Политика обеспечения надежности должна учитывать факторы риска для инвесторов и рыночную силу
Оптимальная средняя величина установленной мощности обеспечивает требуемый уровень надежности работы энергосистемы, но при разработке политики обеспечения надежности необходимо также учитывать два ее побочных эффекта. Редкие и высокие ценовые пики увеличивают неопределенность и риск для инвесторов, вкладывающих средства в генерирующие мощности, что увеличивает стоимость капитала и в некоторых случаях может привести к чрезмерному росту цен и прибыли производителей электроэнергии, вызывающему нежелательные политические последствия. Кроме того, возможность формирования на рынке чрезвычайно высоких цен способствует использованию рыночной силы производителями электроэнергии.
2-1.4 Конкуренция между системными операторами
Рассмотрим изолированный конкурентный рынок, на котором цена 200 долл./МВт-ч достаточна, чтобы задействовать все имеющиеся оперативные резервы. Допустим, что цена 500 долл./МВт-ч достаточна, чтобы купить весь объем выработки электроэнергии у этих резервных генерирующих агрегатов при возникновении дефицита мощности в системе. Поскольку в большинстве случаев эти цены являются слишком низкими, чтобы стимулировать необходимый уровень инвестиций в генерирующие мощности, системный оператор вводит требование к величине установленной мощности (ICap) и добивается его выполнения, используя умеренные штрафные санкции. Это обеспечивает собственникам генерирующих мощностей дополнительный источник прибыли, который достаточен для того, чтобы привлечь оптимальный объем инвестиций.
Такая политика обеспечения надежности приводит к сравнительно гладкой1 2 функции прибыли, что уменьшает риски для инвесторов и снижает стимулы для использования рыночной силы. Хотя с инженерной точки зрения использование цены 200 долл./МВт-ч может выглядеть неадекватной попыткой обеспечить резервы «любой ценой», следует отметить, что в нашем примере невозможно в краткосрочной перспективе привлечь дополнительные резервные мощности даже по более высокой цене. В условиях жестко установленного верхнего предела цен даже производитель электроэнергии, обладающий рыночной силой, не стал бы придерживать резервы, поскольку у него не было бы возможности извлечь дополнительную прибыль в результате роста цен. В краткосрочной перспективе оплата электроэнергии по более высоким ценам не привела бы к повышению надежности, а в долгосрочной перспективе лишь способствовала бы повышению надежности сверх оптимального уровня.
Если этот изолированный рынок объединить с другим, идентичным рынком, все сделанные выше заключения оказались бы неверными. В этом случае на обоих рынках появилась бы возможность повысить уровень надежности в краткосрочной перспективе, заплатив более высокую цену за оперативные резервы. Когда резервов не хватает, например, вместо необходимого 10%-ного резерва есть только 5%-ный резерв, то любая из этих двух энергосистем могла бы полностью обеспечить свои потребности в оперативном резерве за счет соседней энергосистемы, предложив владельцам генерирующих мощностей этой энергосистемы более высокую цену.
Рассмотрим конкретный пример. Предположим, что на каждом рынке имеется 10000 МВт нагрузки и 10500 МВт установленной мощности, но система А купила 500 МВт оперативных резервов у системы В и 500 МВт резервов у своих собственных поставщиков мощности. Система В в таком случае не имеет оперативных резервов, в то время как система А имеет 10%-ный необходимый резерв. Предположим теперь, что у производителя, который поставляет 500 МВт мощности на рынок В, произошел вынужденный останов. Рынок В будет должен в таком случае отключить 500 МВт нагрузки. Такой же вынужденный останов на рынке А приведет лишь к уменьшению оперативных резервов с 1000 до 500 МВт.3
1 Автор, по-видимому, имел в виду пологую функцию прибыли. — Примеч. ред.
2 Можно предположить, что при наличии некоего соглашения о взаимопомощи энергосистем в аварийных ситуациях система А разрешила бы системе В покупать мощность у системы А. Это позволило бы системе В не отключать нагрузку, но привело бы к уменьшению резерва системы А ниже требуемого уровня. Однако в таком случае резервы системы А фактически становятся и резервами системы В. Но тогда для каждой из этих систем нет смысла тратить дополнительные средства на формирование собственных резервов, поскольку каждая из них понимает, что при необходимости их может купить другая система, тем самым уменьшив резервы на соответствующую величину. Это противоречит поведению системных операторов в реальной практике, когда они тратят дополнительные средства на формирование собственных резервов. (На самом деле возможность использования одних и тех же резервов для обеих энергосистем приводит к сокращению необходимого резерва из-за того, что вероятность одновременного возникновения аварий в них весьма мала. Если для каждой энергосистемы в отдельности требовалось 10% резерва, то при совместном использовании резерва, вероятно, будет достаточно всего 7% резерва для достижения такого же уровня надежности. Это приводит к существенному снижению затрат на установленную мощность, поэтому отказываться от соглашений о взаимопомощи в аварийных ситуациях вряд ли целесообразно. — Примеч. ред.)
Предложив более высокую цену, чем предельный уровень цены для рынка В, и купив его резервы, рынок А повысил свой уровень надежности, что было невозможно, когда два рынка были изолированными и не конкурировали друг с другом. Конечно, на рынке В быстро поймут, что случилось, и ответят предложением еще более высокой цены, чем предельная цена рынка А. В конце концов, такая конкуренция приведет к высоким предельным уровням цен на оперативные резервы и электроэнергию. Это сделает кривую функции прибыли очень крутой, увеличит риски для инвесторов и будет способствовать использованию рыночной силы. Возможность такого развития событий признана FERC в июле 2000 г., когда эта комиссия утвердила одинаковые предельные уровни цен для всех трех восточных ISO на уровне 1000 долл./МВт-ч. Благодаря этому решению был отменен предельный уровень цен в 10000 долл./МВт-ч, используемый в зоне ответственности ISO Нью-Йорка, на том основании, что наличие такого высокого предельного уровня цен могло бы нанести ущерб объединению PJM, где действовал предельный уровень цен в 1000 долл./МВт-ч.
Утверждение 2-9.1 Конкуренция между системными операторами приводит к высоким ценовым пикам
При торговле электроэнергией и оперативными резервами между двумя рынками, использующими различную политику в отношении ценовых пиков, рынок с более высокими ценовыми пиками будет выигрывать в надежности и обеспечивать экономию затрат по сравнению с другим рынком. Это заставит рынок с более низкими ценовыми пиками перейти к политике более высоких ценовых пиков. Если не вводить единых ограничений на уровень цен для всего региона (объединяющего все зоны рыночной торговли), то конкуренция между энергосистемами приведет к нерациональной политике обеспечения надежности, имеющей нежелательные побочные эффекты.
2-1.5 Влияние ценовых ограничений на сторону спроса
Низкие и продолжительные ценовые пики могут обеспечить такую же оптимальную величину установленной мощности, что и высокие и непродолжительные пики, но с меньшими побочными эффектами, связанными с риском для инвесторов и рыночной силой производителей электроэнергии. Эти побочные эффекты на стороне предложения часто служат аргументами против политики высоких ценовых пиков, однако существуют также аргументы в пользу высоких ценовых пиков на стороне спроса. Некоторые потребители сразу отреагируют на высокие цены, другие же научатся реагировать на них лишь со временем. Кто-то не сочтет нужным ограничивать свое потребление электроэнергии, пока цены не подскочат выше 1000 долл./МВт-ч. Но как только потребители научатся реагировать на изменение цен, они могут начать откликаться даже на ценовые пики, которые ранее не вызывали у них никакой реакции, пока не были установлены необходимые технические средства управления нагрузкой, а реагирование на изменение цен не вошло в привычку.
Хотя эти «позитивные» побочные эффекты на стороне спроса важны, они не могут устранить влияние «негативных» эффектов на стороне предложения, и необходим поиск некоторого компромиссного подхода к политике обеспечения надежности. Реакция спроса на очень высокие и внезапно возникающие ценовые пики может оказаться ненамного больше (а, возможно, и меньше), чем его реакция на более низкие и более частые ценовые пики. Предвидеть такие пики легче всего на рынках «на сутки вперед», поскольку у потребителей будет целый день на планирование своей реакции и действий для минимизации своих затрат.
Другой возможный подход к решению данной проблемы — устанавливать цены на электроэнергию во время ценовых пиков для стороны спроса на более высоком уровне, чем для стороны предложения. При этом потребуется ввести специальные балансирующие счета, чтобы эти два потока платежей в долгосрочном периоде времени оказались одинаковыми, и это сделать несложно.
Похожая проблема возникает, если последний мегаватт мощности можно получить от производителей, только предложив им очень высокие цены. За электроэнергию генерирующих агрегатов, работающих в перегрузочном диапазоне, можно платить больше установленного предельного уровня цен. Пусть нормальный предельный уровень цены равен 500 долл./МВт-ч, а максимальная выработка электроэнергии генерирующего агрегата G по этой цене в предыдущем году составляла 400 МВт. Тогда выработку электроэнергии свыше уровня 400 МВт можно было бы оплачивать в ценовом диапазоне с предельным уровнем 2000 долл./МВт-ч, что не увеличило бы заметно крутизну кривой функции прибыли1.
Усвоив принципы построения кривых прибыли и учета побочных эффектов, связанных с формой этих кривых, можно изучать и сравнивать разные варианты политики обеспечения надежности. Со временем, когда спрос станет вполне эластичным даже на очень коротких промежутках времени, сопоставимых со временем замещения вращающихся резервов, все эти соображения о различных вариантах политики обеспечения надежности станут излишними.
Но пока это время не пришло, можно успешно решать проблемы надежности, в полной мере воспользовавшись многообразием вариантов регулятивных решений, обеспечивающих оптимальную среднюю величину установленной мощности в энергосистеме. При этом предпочтение следует отдавать такой политике ценовых пиков, которая бы минимизировала побочный ущерб от увеличения риска для инвесторов и использования рыночной силы производителями электроэнергии.
1 Это происходит из-за того, что по повышенной цене оплачивается только дополнительная выработка, а вся остальная выработка электроэнергии оплачивается по цене, не превышающей низкий предельный уровень. — Примеч. ред.
